2. 中国石油（土库曼斯坦）天然气公司;
3. 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司;
4. 中国石油集团川庆钻探工程公司
, Zhang Peijun2
, Tang Yuzhe1
, Wang Siqi1
, Zhang Liangjie1
, Guo Chunqiu1
, Xing Yuzhong1
, Dong Jianxiong3
, Wang Qiang4
2. CNPC (Turkmenistan) Amu Darya River Gas Company;
3. BGP Inc., CNPC;
4. CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd
阿姆河右岸区块位于中亚土库曼斯坦阿姆河盆地东北部，是中国石油海外最大的常规天然气项目，面积为1.3×104km2 [1-4]。阿姆河盆地天然气资源丰富[5-10]，盐下侏罗系煤系、碳酸盐岩和盐膏岩形成优质成藏组合，天然气主要富集于中—上侏罗统碳酸盐岩储层中[11-15]。自2007年至今，中国石油勘探共发现碳酸盐岩气田45个，发现3个2000×108m3地质储量规模的大气区，地质储量超过7000×108m3。2023年天然气产量超过140×108m3，累计向国内供气超过1400×108m3，为保障国家能源安全和推动绿色低碳发展作出了巨大贡献[16]。
阿姆河右岸在2007—2017年期间，快速发现了一批大中型天然气田并实现年产气超过百亿立方米的规模。天然气藏类型丰富，按储层类型可分为“台内滩”孔隙型层状气藏、“台缘—开阔台地高能礁滩”孔隙（洞）型块状气藏、“缓坡礁滩+断溶体上斜坡”裂缝—孔隙型块状气藏、“断缝体”型气藏4类[17]。气藏纵向储层连通，但平面上受礁滩和断层控制，多具有“一礁一藏”甚至“一礁多藏”的特征，平面气水系统复杂[18-19]。对于阿姆河右岸区块主力产层侏罗系碳酸盐岩油气的研究，诸多学者已开展了大量工作，并认为中—下侏罗统煤系地层为该区油气最主要的烃类来源[18]，大中型气田碳酸盐岩储层多分布于台内滩及台地边缘礁内，部分地区受裂缝改造而形成缝洞型储层[20]，晚期巨厚的盐膏岩作为该区良好的区域盖层，为最终形成大型油气田奠定了基础[21]。
针对阿姆河右岸西部典型台缘型礁滩储层的研究已十分成熟，但对于东部逆冲构造区勘探程度仍然较低。至2017年，阿姆河右岸东部逆冲构造区已实现三维地震覆盖4135km2，实施探井、评价井18口，均获工业天然气流，其中9口井测试获日产百万立方米以上高产气流，发现了9个气田，但控制气藏形成和规模的储集体类型异常复杂，不同于之前发现的气藏类型，有效储层分布规律、气水分布仍不清晰，影响了气田滚动评价。本次研究的阿姆河右岸东部地区侏罗系“断缝体”型储层，其成储机理与一般的构造成岩型储层，如塔里木盆地深层奥陶系古“断溶体”储层是不一致的。在塔里木盆地广泛发育的“断溶体”储层多为岩溶水沿走滑断裂带向下渗流，将破碎带溶蚀改造后所形成的具有复杂结构的大型岩溶缝洞系统，而阿姆河右岸东部地区“断缝体”则是由深部热液沿断层和裂缝改造形成的溶蚀孔为主。新的认识更新了断控储层理论，为油气勘探提供了新的思路，同时也为阿姆河地区油气勘探成果的进一步扩大提供借鉴[22-26]。
本次研究综合利用岩心薄片资料、钻测井数据及生产数据，通过对断缝体沉积储层特征进行总结，同时与不同规模断层的耦合关系开展研究，对东部逆冲构造带气藏群的储层发育特征和控制因素开展分析，刻画了大型挤压断裂带周缘碳酸盐岩储层储渗结构形成过程，细化了复杂储层的分类及不同储层类型控制下气藏的发育特征，指出了气田内有利的井位部署区，为该地区井位的部署提供了指导。
1 地质概况阿姆河右岸区块位于阿姆河盆地北部查尔朱断阶、别什肯特坳陷和塔吉克盆地西南吉萨尔逆冲带，根据碳酸盐岩顶界构造形态，自西向东可以划分为查尔朱凸起、坚基兹库尔凸起、卡拉别克凹陷、桑迪克雷凸起、别什肯特凹陷和西南吉萨尔凸起[27-29]（图 1）。盆地自下而上沉积了二叠系—三叠系，侏罗系含煤碎屑岩、卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩、钦莫利阶—提塘阶盐膏岩，白垩系海相碎屑岩和碳酸盐岩以及古近系—第四系（图 1），侏罗系含煤碎屑岩、卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩和钦莫利阶—提塘阶盐膏岩形成了研究区主要的生储盖组合[30-34]。盐下发育中—下侏罗统含煤碎屑岩和上侏罗统牛津阶泥灰岩两套烃源岩，其中中—下侏罗统含煤碎屑岩为主要烃源岩（图 1，图 2）。储层为中—上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩，在阿姆河盆地阿姆河坳陷、穆尔加勃坳陷等大型构造单元均有分布。根据旋回特征卡洛夫阶—牛津阶自下而上可划分为6段，依次为致密层状泥晶灰岩层（XVI）、含生屑块状灰岩层（XVa2）、致密灰岩层（Z）、含生屑块状灰岩层（XVa1）、含生屑厚层状灰岩层（XVhp）以及高自然伽马钙质泥岩层（GAP），盖层为上侏罗统钦莫利阶—提塘阶盐膏岩。
|
图 1 阿姆河右岸构造特征与地层综合柱状图（据文献[35]修改） Fig. 1 Structural characteristics and stratigraphic column on the right bank of the Amu Darya River (according to reference [35]) Ⅰ—查尔朱凸起；Ⅱ—坚基兹库尔凸起；Ⅲ—卡拉别克凹陷；Ⅳ—桑迪克雷凸起；Ⅴ—别什肯特凹陷；Ⅵ—西南吉萨尔凸起 |
|
图 2 阿姆河右岸东部地区东西向典型地震剖面（剖面位置见图 1） Fig. 2 E-W direction typical seismic profile in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River (section location is in Fig. 1) |
研究区经历了二叠纪—三叠纪拉张、侏罗纪—古近纪稳定沉积和新近纪以来挤压隆升3个演化阶段[35-36]。自中—晚侏罗世卡洛夫期—牛津期碳酸盐岩沉积后，稳定沉降直至喜马拉雅期进入前陆盆地演化阶段。受印度板块、阿拉伯板块和欧亚板块碰撞影响，盆地东北部的挤压回返改造形成了西南吉萨尔逆冲带，由此，阿姆河盆地与塔吉克盆地分离。受喜马拉雅期构造运动影响，在盐下卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩段形成了北东向逆断层、北西西向和北西向走滑断层。北东向逆断层从基底断至上侏罗统盐岩，北西西向与北西向走滑断层呈“X”形断层共轭相交，部分发育于区块查尔朱断裂带的走滑断层是早期北西向基底正断裂活化形成。自东向西构造活动逐渐减弱，东部地区北东向逆冲断层和大型逆冲构造发育。复杂的构造活动最终使该区形成了由召拉断裂带、玛霍断裂带、阿高断裂带以及塔高断裂带形成的“三隆两坳”构造格局（图 1）。
阿姆河右岸东部上侏罗统处于台缘上斜坡至下斜坡低能相带，沉积环境能量明显较低，在基底断块上方也发育规模的丘滩复合体，但单个丘滩的规模普遍较小，以中低能量水体沉积的粘结丘、灰泥丘以及颗粒灰岩、泥灰岩为主，泥质含量高，储层基质物性较差，远不如阿姆河右岸中西部地区。研究区裂缝—孔隙型储层广泛分布，受沉积微相和断层共同控制。在台缘上斜坡带，沉积环境相对较好的障积—粘结丘滩复合体发育，形成储层的基质孔隙相对发育，且在断裂裂缝作用下，形成了裂缝—孔隙型的储层。在台缘下斜坡带主要发育沉积环境更加低能的粘结丘—灰泥丘，储层物性要明显差于台缘上斜坡储层，且基质孔隙的连通性差，在裂缝作用下多发育孔隙—裂缝型储层，非均质性极强。
2 “断缝体”储层发育特征及控制因素“断缝体”型储层主要沿北东向和北西向断层分布，构造裂缝在溶蚀作用影响下形成缝洞储集空间。其溶蚀流体主要来自深部热液[37]，沿裂缝优先进入基质孔隙更佳的生屑滩或灰泥丘中与围岩发生溶蚀。部分位于断层上下盘的碳酸盐岩与上覆硬石膏横向接触，当地层埋深及温度到达一定程度时，则会发生热化学硫酸盐还原作用（TSR），生成的酸性流体也可以对碳酸盐岩进行溶蚀形成缝洞型储层。
2.1 储层发育特征阿姆河右岸东部地区卡洛夫期—牛津期主要为缓坡型台地沉积环境，整体由西向东可划分为盆地、外缓坡和内缓坡沉积（图 3）。通过对阿姆河地区东部气田储层岩心及薄片（图 4）的宏微观分析发现，东部气田储层岩石类型主要为灰色—深灰色灰泥质含量较高的灰泥质生屑灰岩、生屑灰泥灰岩、灰泥质藻团块灰岩和灰泥灰岩（图 4k），局部可见障积灰岩和粘结灰岩，生物碎屑包括海百合（图 4k）、腹足类、苔藓虫、腕足类、藻类等。储层的基质孔隙多为粒内溶孔及生物体腔孔，粒间孔及溶蚀孔较少，孔隙较为孤立（图 4i）。纵向上XVhp层、XVa1层和XVa2层沉积能量相对较高，以发育生屑型灰岩为主，而Z层和XVI层以发育低能的泥晶灰岩为主，不同的岩性组合会导致沉积物性上的差异，通过对岩心物性数据进一步分析发现，含生屑类灰岩其基质孔渗物性普遍优于泥晶灰岩，其基质平均孔隙度可达3.76%，远高于泥晶灰岩1.8%的孔隙度均值。岩心显示裂缝发育（图 4g），在裂缝中有明显的方解石充填，部分可见沿裂缝发育的溶蚀孔或扩溶缝（图 4e）。东部地区储层主要的储集空间包括了孔隙、溶洞、裂缝等，其中溶洞的尺度均较小，小于5mm的小型溶洞最发育，5~10mm的中型溶洞为其次，大于10mm的大型溶洞少见，溶蚀孔洞内方解石半充填。7口井取心段岩心平均孔隙度为2.36%，其中小于3%的样品占69.9%；平均渗透率为0.04mD，其中小于0.1mD的样品占78.8%，显示东部地区基质物性整体差。但由于有裂缝和溶蚀流体的改造作用，测井识别储层段的平均孔隙度超过6%。
|
图 3 阿姆河右岸东部地区卡洛夫期—牛津期沉积相平面示意图 Fig. 3 Schematic sedimentary facies in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River during the Callovian-Oxfordian stage |
|
图 4 阿姆河右岸东部地区卡洛夫阶—牛津阶储层岩心及镜下图 Fig. 4 Microscopic observation of reservoir core in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River during the Callovian-Oxfordian stage (a) A3井，3097.52m，XVhp层，泥晶灰岩，见天青石溶蚀斑块内的晶内孔，（-）；(b) A1井，3072.32m，XVhp层，可见粗大溶缝，受深部热液影响，方解石部分被天青石交代，形成粗大的天青石单晶，同时可见部分极为微小的晶间孔，（+）；(c) A3井，3121.24m，XVhp层，泥晶灰岩，裂缝较发育，方解石半充填，多为后期溶蚀流体顺缝溶蚀形成的扩溶缝，可见鞍状白云石微晶，（-）；(d) G1井，1766.13m，XVhp层，泥晶灰岩，黄铁矿含量较多，局部见较大石膏斑块，基本未见生屑，（-）；(e) H1井，3327.76m，XVhp层，生屑灰岩，生屑含量较多，可见大量早期大气淡水选择性溶蚀的生物体腔孔和铸模孔；(f) A2井，3301.80m，XVhp层，含生屑砂屑灰岩，可见粒间溶孔，有机质浸染，（-）；(g) J1井，3035.07~3035.20m，XVhp层，灰色泥—粉晶灰岩，裂缝发育，可见裂缝扩溶孔、洞发育；(h) A2井，3291.91m，XVhp层，含生屑砂屑灰岩，残余粒间孔可见有机质浸染，部分颗粒受压实作用影响呈线接触，（-）；(i) H1井，3312.55m，XVhp层，藻团块生屑灰岩，生屑分布较杂乱，可见体腔孔，（-）；(j) H1井，3320.48m，XVhp层，泥晶生屑灰岩，见海绵类、腕足类及有孔虫等，藻细菌粘结特征明显，（-）；(k) H1井，3352.86m，XVhp层，泥晶生屑灰岩，见棘屑、海百合等生物碎屑及少量的球粒，方解石脉发育，（+） |
在“断缝体”储层发育区，由于后期溶蚀流体对围岩的改造，“断缝体”与周缘地层波阻抗差逐渐增大，表现出较明显的分散状“亮点”反射特征（图 5a）。结合成像测井数据，“断缝体”发育段也表现为明显的沿裂缝延展的暗色斑状溶蚀区（图 5b），取心段样品强烈的溶蚀特征，再次印证了该区“断缝体”储层的发育。
|
图 5 阿姆河右岸东部地区卡洛夫阶—牛津阶“断缝体”储层反射特征 Fig. 5 Seismic reflection features of the Callovian-Oxfordian "fault-fracture body" reservoir in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River (a)过H1井地震反射剖面（剖面位置见图 1）；(b) H1井，3319~3324m，XVhp层成像测井图；(c) H1井，3319~3324m，XVhp层岩心照片 |
召拉麦尔根构造J1井是一口高产井，单井日产超百万立方米。从单井取心和薄片来看，以粘结灰岩、灰泥颗粒灰岩和颗粒灰泥灰岩为主，薄片中基质孔隙基本不发育。但在岩心中显示裂缝极发育，且方解石半充填，沿裂缝、裂缝中方解石以及裂缝周缘可见溶蚀现象（图 6）。平面上该井紧邻大型逆冲断层，处于断层控制的裂缝发育带。钻井过程中，在GAP层、XVhp层和XVa2层有5段漏失，漏失层厚度为13.05m，累计漏失聚磺盐水钻井液422.9m3、堵漏钻井液580.8m3，全井合计漏失1003.7m3。从岩心薄片和钻井动态显示，该井并未钻遇大型的溶洞体系，仅是裂缝和沿裂缝溶蚀现象较为明显。J1井优质储层是在大型断层改造作用下形成的裂缝系统，且沿裂缝有明显溶蚀现象，断层、裂缝叠加溶蚀作用形成了断缝体系，是该井的主要储集和渗流空间，也是该井高产的主控因素。
|
图 6 阿姆河右岸东部召拉麦尔根J1井综合柱状图 Fig. 6 Comprehensive stratigraphic column of Well J1 in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River |
沉积环境的差异可导致不同沉积相的发育，同时也会导致储层后期形成与演化上的差异[38-42]。通常来说，丘滩体发育区的孔渗物性较滩间等低能区优质，溶蚀流体沿裂缝进入丘滩体后所能影响的范围更大。中—晚侏罗世卡洛夫期—牛津期，阿姆河右岸东部地区整体沉积水深较大，其内部依然存在微地貌及水深的分异（图 3）。逆冲带西侧临近广海，水体深度较大，但海浪波长较大，其所能影响的水体深度也相对较大，在基底古地貌转折端或古地貌高部位可以发育部分低能丘滩体（图 7）。随着地貌向东逐步变浅，局部滩体发育质量明显改善，滩体厚度大，生物种类增多，部分薄片出现少量选择性溶蚀所形成的原生孔隙，储层基质物性变好。沉积岩相整体分析表明，东部总体处于低能的沉积环境，岩石中灰泥质含量高，导致了储层的基质物性整体较差。同时，由于较深的水体导致丘滩体无法暴露出水接受淋滤，也无法形成类似塔里木和四川盆地的深层多期活动形成的大型岩溶体系[43-48]。
|
图 7 阿姆河右岸东部卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩沉积模式（剖面位置见图 3） Fig. 7 Deposition pattern of the Callovian-Oxfordian carbonate rocks in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River (section location is in Fig. 3)Deposition pattern of the Callovian-Oxfordian carbonate rocks in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River (section location is in Fig. 3) |
沉积相也会影响后期的裂缝发育和埋藏溶蚀作用。在断层发育带，裂缝发育的密度和数量受多种因素共同影响，差异的沉积环境会导致地层岩性组成上的差异，对于碳酸盐岩，通常认为不同岩石的脆性有如下关系：白云岩＞生屑灰岩＞泥晶灰岩＞膏岩＞盐岩，泥质含量的增加会显著降低岩石的脆性。通过对区域的已钻井岩心和成像解释结果统计，在低能相区泥灰岩裂缝密度约为0.27条/m，颗粒灰岩裂缝密度为1条/m。但对于溶蚀作用来说，在丘滩发育区灰泥颗粒灰岩更加有利于次生溶蚀孔洞的发育，在岩心上可见沿生屑或者生物骨架溶蚀形成的孔洞。
2.2.2 断层对断缝体发育的影响结合取心照片及成像测井资料发现，近断层井区裂缝发育密度明显较高，且多为高角度缝，溶蚀流体沿裂缝发生大规模溶蚀（图 4g），形成大量溶蚀孔洞，加之高密度的裂缝使相互独立的孔洞相互连通，储层物性得到改善。而从远离裂缝发育井区取心结果来看，岩心裂缝发育密度较小，偶见部分水平缝及缝合线，在成岩后期压实作用影响下，无法形成有效的储渗空间和通道，不利于后期溶蚀流体灌入。与此同时，低能丘滩背景下原生孔隙发育通常较为受限，即便形成部分原始孔隙，若未经过后期裂缝改造，较低围岩物性也使其相互无法有效沟通形成优质储渗体，即无法形成有效储层。
东部地区断缝体储层发育主要受不同级次断层控制，在大型断层附近由于破裂作用，碳酸盐岩内裂缝发育，同时沿断层向上运移至碳酸盐岩的溶蚀流体对碳酸盐岩进行溶蚀，物性较围岩基质发生明显改善，形成了断缝储集体；断层规模越大、形成的断缝储集体的规模越大，近断层井储层厚度明显大于远离主控断层井（表 1）。同时碳酸盐岩沉积微相对溶蚀孔洞的发育也有重要的影响，礁滩体越发育，后期溶蚀形成的孔洞也越发育。由于东部地区处于半深水的沉积环境，沉积期未接受暴露淋滤，其溶蚀流体主要是在埋藏期伴随断层出现，流体的类型以深部热液和有机酸为主。
|
表 1 不同类型气藏与断层及沉积特征关系表 Table 1 Relationship between gas reservoir types and faults/sedimentary characteristics |
断缝体储层的形成是受断层、沉积微相和溶蚀流体三者耦合的结果[17]，不同的组合形成的断缝储层的差异也比较大。基于对地震资料解释分析，同时参考张良杰等[35]对阿姆河右岸东部地区断裂系统的研究成果，本次研究将不同规模断层划分为控圈（构造带）断层、改造断层和微断层。与此同时，通过岩心薄片分析，将东部地区沉积微相划分为障积—粘结丘滩复合体、粘结—灰泥丘滩体及丘滩间。结合分析测试资料分析，将主要溶蚀性流体分为有机酸、TSR酸性流体及热液流体等3种类型。不同尺度的断层、不同类型的礁滩复合体和不同类型的溶蚀流体耦合可以形成不同静动态特征的断缝体（图 8）[49-51]。
|
图 8 阿姆河右岸东部卡洛夫阶—牛津阶储层储渗空间形成过程图 Fig. 8 Formation process of the Callovian-Oxfordian reservoir space in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River |
控圈（构造带）断层通常断距达到百米及以上，对碳酸盐岩可以强烈改造。沿着此类断层的溶蚀流体包括了深部热液、有机酸和TSR溶蚀流体，深部热液和有机酸从基底和烃源岩层向上运移至碳酸盐岩，而TSR溶蚀流体则是由于断层两侧碳酸盐岩和硬石膏可接触并与烃类一起产生化学还原反应形成。因此控圈（构造带）断层附近通常破裂作用强、溶蚀流体类型多且量大，溶蚀裂缝和溶蚀孔洞更发育。控圈（构造带）断层与丘滩复合体结合时，溶蚀孔洞会更发育，丘滩越高能、溶蚀孔洞的数量和规模越大。
3.1.2 控圈（构造带）断层—丘滩间型断缝体丘滩间通常为灰泥灰岩或含颗粒的灰泥灰岩，原始基质物性差、原生孔隙不发育。虽然沿控圈（构造带）断层发生强破裂、强溶蚀，但其溶蚀作用主要沿着裂缝发育，形成的储渗空间主要为溶蚀裂缝。
3.1.3 丘滩体+改造断层改造断层是指圈闭内发育的对局部构造高点有影响的断层，通常断至基底或者中—下侏罗统。此类断层的规模较小，断距在10m至数十米，构造破裂作用减弱。改造断层断至基底和中—下侏罗统，仍是深部热液和有机酸流体向碳酸盐岩运移的有利通道，但运移效率要明显降低，溶蚀流体的规模有限。当断层断距大于15m时，碳酸盐岩与石膏能侧向接触，发生TSR化学还原反应，生成的酸性流体也起到了溶蚀作用。在此情况下，构造破裂作用和溶蚀作用都相对较弱，只有当其遇到相对高能的丘滩复合体时，才能发育溶蚀裂缝和溶蚀孔洞。而改造断层与低能丘滩结合发育溶蚀裂缝和孔隙。
3.1.4 丘滩间+改造断层丘滩间沉积环境低能，原生孔隙不发育，在改造断层作用下，形成裂缝，由于深部热液和有机酸的溶蚀作用，裂缝也遭受一定程度的溶蚀，储渗空间以溶蚀裂缝为主。
3.1.5 丘滩体+微断层微断层多发育在碳酸盐岩层内部，断层多小于30m，对碳酸盐岩的改造弱，同时基本无外来流体对碳酸盐岩进行溶蚀。丘滩体在微断层改造下发育裂缝，裂缝也多被方解石充填，周围的原生孔隙未见溶蚀现象，孔隙间相互孤立，储集空间以裂缝和孔隙为主，但裂缝和孔隙的连通性均较差。
3.1.6 丘滩间+微断层丘滩间原生孔隙不发育，微断层形成的裂缝方解石半充填，储渗空间以裂缝为主，但渗透性相对差。
总结来看，沉积微相、断—缝体系和溶蚀流体耦合而形成丘滩体—控圈断层、丘滩间—控圈断层、丘滩体+改造断层、丘滩间+改造断层、丘滩体+微断层和丘滩间+微断层共6种“断缝体”类型。
3.2 储层发育模式综合分析沉积微相、断裂系统和溶蚀流体对碳酸盐岩储渗结构的影响，建立了东部地区储层发育模式（图 9）。
|
图 9 阿姆河右岸区块东部卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩储层发育模式图 Fig. 9 Development pattern of the Callovian-Oxfordian carbonate reservoirs in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River |
在紧邻构造圈闭主控断层区，碳酸盐岩强破裂，深部热液、有机酸和TSR溶蚀流体对其强溶蚀，形成规模型断缝体储层，横向连通性好，溶蚀断缝规模大。
远离主控断层区，断层的规模减小，对碳酸盐岩的破裂作用减弱，断层作为流体运移通道的能力也减弱。当断层断至基底时，少量的深部热液和有机酸运移至碳酸盐岩岩层对裂缝或礁滩进行溶蚀，形成断缝体储层和裂缝—孔隙型储层，其规模相对紧邻断层区明显减小。部分断层仅断至中—下侏罗统含煤层系，其溶蚀作用更弱。除此之外，如果改造断层的断距超过15m，还有少量TSR作用形成的酸性流体对储层进行改造。相同尺度的断层与礁滩结合形成的溶蚀孔洞的规模要大于断层与缓坡泥/静水泥。
在碳酸盐岩层内的微断层对碳酸盐岩进行了改造，但无外来流体进行改造，多发育裂缝型和裂缝—孔隙型储层，裂缝中方解石充填程度要高。
4 “断缝体”气藏分类与评价基于以上分析，本次研究基于断层发育情况及丘滩体发育程度将东部地区气藏“断缝体”储层划分为3类，其中Ⅰ类断缝体储层多位于主干断层附近，溶蚀作用发育较强烈，基质储层厚度通常较厚，试井渗透率较高，平均单井测试产量较高；Ⅱ类气田多分布于改造断裂附近，溶蚀作用较弱，储层平均厚度及渗透率较Ⅰ类气田差；Ⅲ类气田多分布于微断层发育区，基质孔隙不发育且平均渗透率较低（图 10）。
|
图 10 不同类型气藏发育模式图 Fig. 10 Development patterns of various types of gas reservoirs |
Ⅰ类气藏：控圈（构造带）断层强破裂+强溶蚀的规模断缝体气藏，由控圈断层—丘滩体型和控圈断层—丘滩间组成，当与原生孔隙较发育的丘滩叠合时，优质储层规模更大。Ⅰ类气藏储层溶蚀现象较发育，可见大量的溶蚀孔及裂缝扩溶孔，成像测井中可见明显的暗色溶洞发育区，岩石样品孔隙度与渗透率表现为近似正相关关系，此类储层多发育于主控断层附近，气藏表现为强充注特征，直井单井产量超过50×104m3/d。该类气藏的储层通过相干属性能够较好预测，平面上沿断层呈带状分布，横向连续性较好。
霍贾古尔卢克气田是东部主力气田之一，其构造样式为断背斜，主控断层为北侧北东向逆冲断层，气田内部还发育少量北西向走滑断层（图 11）。气田卡洛夫阶—牛津阶储层段主要岩性为泥—粉晶生屑灰岩、泥—微晶砂屑灰岩及泥—微晶藻团块灰岩，丘滩体发育质量较好，厚度较大，储层原始物质基础好。在临近主断层处形成了Ⅰ类断缝型气藏，4口井钻遇规模断缝体，岩心上可见沿裂缝发生溶蚀，溶蚀孔洞直径以小于10mm的小—中型溶蚀孔洞最为常见，偶见直径大于10mm的大型溶洞。绝大部分溶蚀孔洞为有效洞，可作为良好的储集空间。测试均获日产气百万立方米，且井之间相互连通。
|
图 11 阿姆河右岸东部卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩断缝体气藏叠合图 Fig. 11 Superposition of the Callovian-Oxfordian carbonate fault-fracture gas reservoirs in the eastern part of the right bank of the Amu Darya River |
Ⅱ类气藏：改造断层附近中破裂+中溶蚀的局部断缝气藏，由丘滩体+改造断层和丘滩间+改造断层组成，当与丘滩复合体叠合时，在深部热液、有机酸和TSR酸性流体作用下更有利于断缝发育（图 10）。Ⅱ类气藏储层溶蚀作用较Ⅰ类气藏储层稍弱，但储层孔隙大量发育，岩心可见大量裂缝扩溶孔及针孔，成像测井中可见连续的暗色裂缝发育，大多为高角度缝。孔渗关系图版中，大多表现为低孔高渗特征。此类储层多受控于次级断层发育区，气藏充注程度中等，直井单井产量为20×104~50×104m3/d。采用地震属性相干或蚂蚁体进行预测，在平面上多呈网状或树枝状分布。戈克米亚尔气田位于东部东侧，为一个近南北向展布的背斜构造圈闭，属于典型的Ⅱ类气田，气田内部发育大量改造断层（图 11）。气田卡洛夫阶—牛津阶储层段主要岩性为泥—粉晶生屑灰岩、泥—微晶砂屑灰岩及泥—微晶藻团块灰岩，丘滩体发育质量一般，厚度及基质物性较霍贾古尔卢克气田稍差。在临近断层处已钻探2口井，裂缝发育，可作为良好的储集空间。测试获日产超20×104m3，拥有较好的开发潜力。
Ⅲ类气藏：微断层弱破裂+未溶蚀的裂缝—孔隙型或裂缝型气藏，由丘滩体+微断层及丘滩间+微断层型断缝体组成，Ⅲ类气藏从岩心可见大量裂缝发育，裂缝内基本未发生溶蚀现象，可见大量针孔（图 10）。成像测井可见明显的裂缝发育特征，孔渗图版表现出较低孔低渗特征。本类储层多发育于断层不发育区，气藏充注弱，气水比较高、直井单井产量介于5×104~20×104m3/d。在霍贾古尔卢克气田远离主控断层Ⅲ类区的1口开发井，钻遇裂缝—孔隙型储层，测试产量低且产地层水，但地层水规模较小，可能为局部封存水，也揭示了远离断层区储层连通性差。该类气藏区储层物性整体较差，通常采用波形指示反演进行预测，在东霍贾古尔卢克地区取得了较好的效果。在丘滩区碳酸盐岩储层发育程度高于丘滩间，在平面上储层呈网状分布的特点，与丘滩体发育的特征相似。
综上分析，阿姆河右岸区块东部优质储层的发育模式以丘滩体叠合裂缝为主，后期的裂缝与丘滩体在空间上出现叠置形成较大规模的断缝体，有效提升了储集性能，扩大了储集规模，气藏不但能够高产而且稳产。由于断层在空间分布上的不均一性，随着逐步远离断层核心部位，裂缝发育规模变弱，对致密型碳酸盐岩的改造强度也减弱，导致断缝体整体储集性也随之下降。即使在断层较发育区，缺乏足够面积与规模的礁滩型基质碳酸盐岩发育，也会限制溶蚀作用的进行，无法形成规模断缝体储层，基本不具备气藏高产稳产条件。
目前东部地区高产井均部署在控圈（构造带）断层Ⅰ类气藏区，但Ⅰ类气藏区的范围有限，更多的是Ⅱ类和Ⅲ类气藏区。在整体勘探程度较低的情况下，继续寻找和扩大Ⅰ—Ⅱ类断缝体分布区将是未来资源接替的方向。
5 结论（1）阿姆河右岸东部地区“断缝体”储层岩石类型主要由灰色—深灰色生屑灰岩、生屑灰泥灰岩、灰质藻团块灰岩和泥晶灰岩组成，储层的基质孔隙多为粒内溶孔及生物体腔孔，孔隙较为孤立。丘滩体发育区的基质物性较滩间地区稍好，但整体孔渗物性仍较差，需经后期溶蚀流体改造后，可形成规模性“断缝体”储层。
（2）东部地区“断缝体”储层是在断层、溶蚀流体及沉积微相三者耦合作用下所形成。断层为溶蚀流体的运移提供了运移通道，丘滩发育区为“断缝体”的发育提供了较好的孔渗物性基础，并拥有更高的岩石脆性，进而控制了溶蚀的空间分布和裂缝密度。在断层、溶蚀流体与沉积微相的综合作用下，形成本区有效的“断缝体”储层，为油气藏的形成与分布奠定了重要基础。
（3）“断缝体”储层发育了多种储渗结构，依据不同尺度的断层、不同类型的礁滩复合体以及不同类型的溶蚀流体耦合划分为丘滩体—控圈断层、丘滩间—控圈断层、丘滩体+改造断层、丘滩间+改造断层、丘滩体+微断层和丘滩间+微断层等6类“断缝体”储层。
（4）根据“断缝体”类型及储渗结构特征，将气藏划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类3种类型。Ⅰ类气藏区表现为强破裂和强溶蚀断缝型，具有较强的充注能力和高储量，可形成规模性工业气藏；Ⅱ类气藏区呈现中等破裂和溶蚀断缝，充注程度适中，但单井产量较低，开发潜力较为有限；Ⅲ类气藏区则以裂缝或裂缝—孔隙型为主，充注较弱，气水复杂，储层的储集能力和产气能力较差。
| [1] |
窦立荣, 李大伟, 温志新, 等. 全球油气资源评价历程及展望[J]. 石油学报, 2022, 43(8): 1035-1048. Dou Lirong, Li Dawei, Wen Zhixin, et al. History and outlook of global oil and gas resources evaluation[J]. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(8): 1035-1048. |
| [2] |
刘亚明, 王红军, 田作基, 等. 南美圭亚那盆地不同区带油气成藏差异性分析[J]. 中国石油勘探, 2024, 29(6): 130-143. Liu Yaming, Wang Hongjun, Tian Zuoji, et al. Analysis of differences in hydrocarbon accumulation in various zones of Guyana Basin, South America[J]. China Petroleum Exploration, 2024, 29(6): 130-143. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.010 |
| [3] |
Chen H, Zhang L, Wang H, et al. Formation conditions and distribution of pre-salt carbonate reservoirs in Amu Darya Basin[C]. Proceedings of the International Field Exploration and Development Conference 2020. Springer Singapore, 2021: 924-937.
|
| [4] |
余一欣, 殷进垠, 郑俊章, 等. 阿姆河盆地成藏组合划分与资源潜力评价[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(6): 819-826. Yu Yixin, Yin Jinyin, Zheng Junzhang, et al. Division and resources evaluation of hydrocarbon plays in the Amu Darya basin, central Asia[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(6): 819-826. |
| [5] |
温志新, 王建君, 王兆明, 等. 世界深水油气勘探形势分析与思考[J]. 石油勘探与开发, 2023, 50(5): 924-936. Wen Zhixin, Wang Jianjun, Wang Zhaoming, et al. Analysis of the world deepwater oil and gas exploration situation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 50(5): 924-936. |
| [6] |
朱日祥, 张水昌, 万博, 等. 新特提斯域演化对波斯湾超级含油气盆地形成的影响[J]. 石油勘探与开发, 2023, 50(1): 1-11. Zhu Rixiang, Zhang Shuichang, Wan Bo, et al. Effects of Neo-Tethyan evolution on the petroleum system of Persian Gulf Superbasin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 50(1): 1-11. |
| [7] |
穆龙新, 计智锋. 中国石油海外油气勘探理论和技术进展与发展方向[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(6): 1027-1036. Mu Longxin, Ji Zhifeng. Technologcial progress and development directions of PetroChina overseas oil and gas exploration[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(6): 1027-1036. |
| [8] |
穆龙新, 范子菲, 许安著. 海外油气田开发特点、模式与对策[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(4): 690-697. Mu Longxin, Fan Zifei, Xu Anzhu. Development characteristics, models and strategies for overseas oil and gas fields[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(4): 690-697. |
| [9] |
王红军, 马锋, 童晓光, 等. 全球非常规油气资源评价[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(6): 850-862. Wang Hongjun, Ma Feng, Tong Xiaoguang, et al. Assessment of global unconventional oil and gas resources[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(6): 850-862. |
| [10] |
童晓光, 张光亚, 王兆明, 等. 全球油气资源潜力与分布[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(4): 727-736. Tong Xiaoguang, Zhang Guangya, Wang Zhaoming, et al. Distribution and potential of global oil and gas resources[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(4): 727-736. |
| [11] |
张良杰, 王红军, 蒋凌志, 等. 阿姆河右岸扬恰地区碳酸盐岩气田富集高产因素[J]. 天然气勘探与开发, 2019, 42(1): 15-20. Zhang Liangjie, Wang Hongjun, Jiang Lingzhi, et al. Factors influencing accumulation and high yield of carbonate-rock gas fields, Yangui-Chashgui region, Amu Darya Right Bank, Turkmenistan[J]. Natural Gas Exploration and Development, 2019, 42(1): 15-20. |
| [12] |
李香华, 张婷, 李洪玺. 阿姆河右岸区块深水低能缓坡礁滩分布综合预测[J]. 天然气工业, 2019, 39(11): 1-9. Li Xianghua, Zhang Ting, Li Hongxi. Integrated prediction on the distribution of reef beach in the depositional environment of low-energy deepwater slopes in the Amu Darya right bank block[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(11): 1-9. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2019.11.001 |
| [13] |
Ulmishek G F. Petroleum geology and resources of the Amu-Darya basin, Turkmenistan, Uzbekistan, Afghanistan, and Iran [M]. Iran: US Department of the Interior, US Geological Survey, 2004.
|
| [14] |
单云鹏, 王红军, 张良杰, 等. 土库曼斯坦阿姆河右岸卡洛夫—牛津阶储层流体包裹体特征及成藏期[J]. 东北石油大学学报, 2020, 44(3): 14-25, 5-6. Shan Yunpeng, Wang Hongjun, Zhang Liangjie, et al. Fluid inclusion characteristics and hydrocarbon accumulation period of Callovian-Oxfordian reservoir on the right bank of Amu Darya, Turkmenistan[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2020, 44(3): 14-25, 5-6. DOI:10.3969/j.issn.2095-4107.2020.03.002 |
| [15] |
张长宝, 罗东坤, 魏春光. 中亚阿姆河盆地天然气成藏控制因素[J]. 石油与天然气地质, 2015, 36(5): 766-773. Zhang Changbao, Luo Dongkun, Wei Chunguang. Controlling factors of natural gas accumulation in the Amu Darya Basin, Central Asia[J]. Oil & Gas Geology, 2015, 36(5): 766-773. |
| [16] |
Mehrabi H, Yahyaei E, Navidtalab A, et al. Depositional and diagenetic controls on reservoir properties along the shallow-marine carbonates of the Sarvak Formation, Zagros Basin: petrographic, petrophysical, and geochemical evidence[J]. Sedimentary Geology, 2023, 106457. |
| [17] |
王红军, 张良杰, 陈怀龙, 等. 阿姆河右岸盐下侏罗系大中型气田地质特征与分布规律[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(4): 52-64. Wang Hongjun, Zhang Liangjie, Chen Huailong, et al. Geological characteristics and distribution law of sub-salt Jurassic large and medium gas fields in the right bank of the Amu Darya River[J][J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(4): 52-64. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.006 |
| [18] |
白振华, 张良杰, 王红军, 等. 阿姆河右岸区块侏罗系盐下碳酸盐岩油气动态成藏过程研究[J]. 海相油气地质, 2022, 27(4): 429-439. Bai Zhenhua, Zhang Liangjie, Wang Hongjun, et al. Analysis of dynamic hydrocarbon accumulating process of Jurassic pre-salt carbonate reservoirs in the right bank block of Amu Darya River[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2022, 27(4): 429-439. DOI:10.3969/j.issn.1672-9854.2022.04.009 |
| [19] |
聂明龙, 张波, 赵威, 等. 阿姆河盆地别什肯特坳陷及邻区中下侏罗统烃源岩地球化学特征与勘探意义[J]. 天然气工业, 2023, 43(10): 47-54. Nie Minglong, Zhang Bo, Zhao Wei, et al. Geochemical characteristics and exploration significance of Middle–Lower Jurassic source rocks in the Beshkent Depression and adjacent areas of the Amu Darya Basin[J]. Natural Gas Industry, 2023, 43(10): 47-54. |
| [20] |
聂明龙, 赵星林, 程木伟, 等. 阿姆河右岸区块卡洛夫—牛津阶礁滩型储集层特征[J]. 新疆石油地质, 2016, 37(5): 615-619. Nie Minglong, Zhao Xinglin, Cheng Muwei, et al. Characteristics of reef-flat reservoirs of Callovian-Oxfordian stage in right bank area, Amu-Darya Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2016, 37(5): 615-619. |
| [21] |
马智, 郭同翠, 李昊宸, 等. 阿姆河右岸复杂膏盐岩地震响应特征研究[J]. 石油物探, 2016, 55(1): 100-106. Ma Zhi, Guo Tongcui, Li Haochen, et al. Seismic response characteristics of complex halo-anhydrite in Amu Darya right bank[J]. Geophysical Prospecting for Petroleum, 2016, 55(1): 100-106. |
| [22] |
何治亮, 孙建芳, 郭攀红, 等. 碳酸盐岩储集层知识库构建方法及其在缝洞型油藏地质建模中的应用[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(4): 710-718. He Zhiliang, Sun Jianfang, Guo Panhong, et al. Construction of carbonate reservoir knowledge base and its application in fracture-cavity reservoir geological modeling[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(4): 710-718. |
| [23] |
丁志文, 汪如军, 陈方方, 等. 断溶体油气藏成因、成藏及油气富集规律: 以塔里木盆地哈拉哈塘油田塔河南岸地区奥陶系为例[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(2): 286-296. Ding Zhiwen, Wang Rujun, Chen Fangfang, et al. Origin, hydrocarbon accumulation and oil-gas enrichment of fault-karst carbonate reservoirs: a case study of Ordovician carbonate reservoirs in South Tahe area of Halahatang oilfield, Tarim Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(2): 286-296. |
| [24] |
张文彪, 段太忠, 李蒙, 等. 塔河油田托甫台区奥陶系断溶体层级类型及表征方法[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(2): 314-325. Zhang Wenbiao, Duan Taizhong, Li Meng, et al. Architecture characterization of Ordovician fault-controlled paleokarst carbonate reservoirs in Tuoputai, Tahe oilfield, Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(2): 314-325. |
| [25] |
闫海军, 何东博, 贾爱林, 等. 川中震旦系灯四段岩溶储集层特征与发育模式[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(4): 704-715. Yan Haijun, He Dongbo, Jia Ailin, et al. Characteristics and development model of karst reservoirs in the fourth member of Sinian Dengying Formation in central Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(4): 704-715. |
| [26] |
Cheng X, Ding W, Pan L, et al. Geometry and kinematics characteristics of strike-slip fault zone in complex structure area: a case study from the South No. 15 strike-slip fault zone in the Eastern Sichuan Basin, China[J]. Frontiers in Earth Science, 2022, 10: 922664. |
| [27] |
Li F, Jing X, Zou C, et al. Facies analysis of the Callovian–Oxfordian carbonates in the northeastern Amu Darya Basin, southeastern Turkmenistan[J]. Marine and Petroleum Geology, 2017, 88: 359-380. |
| [28] |
Tang Y, Wang H, Zhang L, et al. Seismic lithology and geological implications of pre-salt Jurassic carbonate rocks in the Amu Darya Right Bank[J]. Marine and Petroleum Geology, 2024, 106865. |
| [29] |
Tang Y, Chai H, Wang H, et al. Seismic geomorphology analysis and petroleum geology significance of presalt Jurassic carbonate in the right bank of Amu Darya River[J]. Geoenergy Science and Engineering, 2023, 230: 212266. |
| [30] |
Meisel T, Krahenbuhl U, Nazarov M A. Combined osmium and strontium isotopic study of the Cretaceous-Tertiary boundary at Sumbar, Turkmenistan: a test for an impact vs. a volcanic hypothesis[J]. Geology, 1995, 23(4): 313-316. |
| [31] |
Robert A M M, Letouzey J, Kavoosi M A, et al. Structural evolution of the Kopeh Dagh fold-and-thrust belt (NE Iran) and interactions with the South Caspian Sea Basin and Amu Darya Basin[J]. Marine and Petroleum Geology, 2014, 57: 68-87. |
| [32] |
Brunet M F, Ershov A V, Korotaev M V, et al. Geological evolution of Central Asian Basins and the western Tien Shan Range[J]. Geological Society, London, Special Publications, 2017, 427(1): 17. |
| [33] |
Shan Y, Wang H, Zhang L, et al. Study on hydrocarbon accumulation periods based on fluid inclusions and diagenetic sequence of the subsalt carbonate reservoirs in the Amu Darya right bank block[J]. Geofluids, 2022, 2412615. |
| [34] |
Carmeille M, Bourillot R, Brunet M F, et al. Architecture and sedimentary evolution of the southwestern Gissar carbonate platform (Uzbekistan) during the Middle-Late Jurassic[J]. Marine and Petroleum Geology, 2018, 97: 437-465. |
| [35] |
张良杰, 王红军, 程木伟, 等. 阿姆河右岸东部侏罗系盐下断层发育特征及其对天然气富集影响[J]. 中国石油勘探, 2022, 27(2): 71-83. Zhang Liangjie, Wang Hongjun, Cheng Muwei, et al. Characteristics of subsalt Jurassic faults and the influence on natural gas enrichment in the eastern part of the right bank of Amu Darya River[J]. China Petroleum Exploration, 2022, 27(2): 71-83. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.006 |
| [36] |
唐昱哲, 柴辉, 王红军, 等. 中亚阿姆河右岸东部地区侏罗系盐下碳酸盐岩储层特征及预测新方法[J]. 岩性油气藏, 2023, 35(6): 147-158. Tang Yuzhe, Chai Hui, Wang Hongjun, et al. Characteristics and new prediction methods of Jurassic subsalt carbonate reservoirs in the eastern right bank of Amu Darya, Central Asia[J]. Lithologic Reservoirs, 2023, 35(6): 147-158. |
| [37] |
郑荣才, 刘合年, 吴蕾, 等. 阿姆河盆地卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩储层地球化学特征和成岩流体分析[J]. 岩石学报, 2012, 28(3): 961-970. Zheng Rongcai, Liu Henian, Wu Lei, et al. Geochemical characteristics and diagenetic fluid of the Callovian-Oxfordian carbonate reservoirs in Amu Darya basin[J]. Acta Petrologica Sinica, 2012, 28(3): 961-970. |
| [38] |
Palermo D, Aigner T, Nardon S, et al. Three-dimensional facies modeling of carbonate sand bodies: outcrop analog study in an epicontinental basin (Triassic, southwest Germany)[J]. AAPG bulletin, 2010, 94(4): 475-512. |
| [39] |
Palermo D, Aigner T, Seyfang B, et al. Reservoir properties and petrophysical modelling of carbonate sand bodies: outcrop analogue study in an epicontinental basin (Triassic, Germany)[J]. Geological Society, London, Special Publications, 2012, 370(1): 111-138. |
| [40] |
Burchette T P, Wright V P, Faulkner T J. Oolitic sandbody depositional models and geometries, Mississippian of southwest Britain: implications for petroleum exploration in carbonate ramp settings[J]. Sedimentary Geology, 1990, 68(1-2): 87-115. |
| [41] |
Liu H, Tang Y, Tan X, et al. Paleogeomorphological reconstruction and geological implications of the weathered-crust karst on the top of the middle Triassic Leikoupo formation in the Longgang area, Sichuan Basin, China[J]. Energy Exploration & Exploitation, 2018, 36(4): 727-742. |
| [42] |
Tan L, Liu H, Tang Q, et al. Application of seismic geomorphology to carbonate rocks: a case study of the Cambrian Longwangmiao Formation in the Gaoshiti-Moxi area, Sichuan Basin, China[J]. Marine and Petroleum Geology, 2021, 126: 104919. |
| [43] |
谭磊, 刘宏, 陈康, 等. 川中高磨地区震旦系灯影组三、四段层序沉积与储集层分布[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(5): 871-883. Tan Lei, Liu Hong, Chen Kang, et al. Sequence sedimentary evolution and reservoir distribution in the third and fourth members of Sinian Dengying Formation, Gaomo area, Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(5): 871-883. |
| [44] |
杨威, 魏国齐, 武赛军, 等. 四川盆地区域不整合特征及其对油气成藏的控制作用[J]. 石油勘探与开发, 2023, 49(5): 504-515. Yang Wei, Wei Guoqi, Wu Saijun, et al. Regional unconformities and their controls on hydrocarbon accumulation in Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 49(5): 504-515. |
| [45] |
张三, 金强, 胡明毅, 等. 塔河地区奥陶系不同地貌岩溶带结构组合差异与油气富集[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(5): 962-973. Zhang San, Jin Qiang, Hu Mingyi, et al. Differential structure of Ordovician karst zone and hydrocarbon enrichment in paleogeomorphic units in Tahe area, Tarim Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(5): 962-973. |
| [46] |
Shan Y, Chai H, Wang H, et al. Origin and characteristics of the crude oils and condensates in the Callovian-Oxfordian carbonate reservoirs of the Amu Darya right bank block, Turkmenistan[J]. Lithosphere, 2022(1): 5446117. |
| [47] |
范毅, 夏茂龙, 贾松, 等. 四川盆地中部蓬莱气区灯四段丘滩体优质储层特征及主控因素[J]. 特种油气藏, 2024, 31(5): 1-10. Fan Yi, Xia Maolong, Jia Song, et al. Characteristics and main controlling factors of high-quality reservoir in the mound-beach body of the Fourth Member of Dengying Formation in gas zones of the central Sichuan Basin[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2024, 31(5): 1-10. |
| [48] |
陶夏妍, 黄天俊, 张艺华, 等. 四川盆地东北部三叠系飞仙关组迁移型鲕滩层序地层分析及相控储层预测[J]. 特种油气藏, 2023, 30(6): 62-71. Tao Xiayan, Huang Tianjun, Zhang yihua, et al. Sequence stratigraphical analysis and facies-controlled reservoir prediction of migratory oolitic beach in Triassic Feixianguan Formation, northeastern Sichuan Basin[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2023, 30(6): 62-71. |
| [49] |
陈元千. 预测油气资源Pareto模型的建立、修正与应用: 兼评我国现行的油田储量规模排序法[J]. 中国石油勘探, 2008, 13(4): 43-49, 2. Chen Yuanqian. Establishment, modification and application of Pareto model for forecasting oil and gas resources: review of existing rank order method of accumulation size in oilfields[J]. China Petroleum Exploration, 2008, 13(4): 43-49, 2. |
| [50] |
郭秋麟, 陈宁生, 柳庄小雪, 等. 盆地模拟关键技术之油气运聚模拟技术进展[J]. 石油实验地质, 2020, 42(5): 846-857. Guo Qiulin, Chen Ningsheng, Liu Zhuangxiaoxue, et al. Advance of basin modeling key techniques: hydrocarbon migration and accumulation simulation[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2020, 42(5): 846-857. |
| [51] |
郭秋麟, 陈宁生, 谢红兵, 等. 基于有限体积法的三维油气运聚模拟技术[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(6): 817-825. Guo Qiulin, Chen Ningsheng, Xie Hongbing, et al. Three-dimensional hydrocarbon migration and accumulation modeling based on finite volume method[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(6): 817-825. |